REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA, CIENCIA Y TECNOLOGÍA UNIVERSIDAD BOLIVARIANA DE VENEZUELA PROGRAMA DE FORMACIÓN DE GRADO PETRÓLEO
Realizado Por: Yaniexsen Meneses Delmarys Esparragoza Misael Marín
Prof. (a) Karen Calderón
Maturín, Octubre 2015
Diseño, Construcción y Ampliación de Oleoductos Presiones operativas consideradas en el diseño, construcción y ampliación de oleoductos
Presión de diseño
La presión de diseño es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos. Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima diferencia entre la atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería. La presión de diseño especificada para equipos y tuberías esta normalmente basada en la presión de operación máxima, más la diferencia de presión entre la presión máxima de operación y la presión fijada en el sistema de alivio de presión (AP). La presión de diseño generalmente se selecciona como el mayor valor numérico de los siguientes casos: (a) 110% de la presión máxima de operación, o (b) la presión de operación más 172 kPa man (25 psig). Esta regla se aplica cuando se utiliza una válvula de alivio de seguridad convencional.
Presión de operación máxima
Es la máxima presión prevista en el sistema debido a desviaciones de la operación normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La máxima presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.
Presión de operación mínima (Vacío)
La presión de operación mínima es la presión sub – atmosférica más baja que puede tener el sistema, basada en las condiciones esperadas de la operación, incluyendo arranque y parada.
Presión de trabajo máxima permisible (PTMP)
Es la máxima presión manométrica permisible en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se basa en cálculos que usan el espesor nominal,
excluyendo la tolerancia por corrosión y excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a la depresión para cada elemento de un recipiente. Presión de diseño La presión de diseño no será menor que la presión a las condiciones más severas de presión y temperatura coincidentes, externa o internamente, que se espere en operación normal. La condición más severa de presión y temperatura coincidente, es aquella condición que resulte en el mayor espesor requerido y en la clasificación ("rating") más alta de los componentes del sistema de tuberías. Se debe excluir la pérdida involuntaria de presión, externa o interna, que cause máxima diferencia de presión. Determinación del espesor y diámetro de las tuberías Los diámetros de tubería para oleoductos abarcan una serie muy variada, desde diámetro externo de 101.6 mm (4 pulgadas) hasta 1.626mm (64 pulgadas). Para cada diámetro hay una variedad de diámetros internos que permiten escoger la tubería del espesor deseado y, por ende, tubos de diferente peso unilateral lineal. Por ejemplo, en el caso del tubo de 101.6mm de diámetro externo se puede escoger 12 opciones que van de 2.1 mm hasta 8.1 mm, y cuyo peso es de 5.15 Kg/metro hasta 18.68kg/metro, respectivamente. De igual manera, para los tubos de 1.626 mm de diámetro externo existen 13 opciones de espesor que van de 12.7 a 31.8mm y pesos de 505.26 hasta 1.250kg/metro, respectivamente. Esta variedad de diámetros internos y externos, y naturalmente espesores y peso lineal, de los tubos, permiten la selección adecuada de la tubería para satisfacer los volúmenes y presiones de bombeo, como también aquellas características físicas y de resistencia que debe tener la tubería.
Espesor
El método aceptado para la determinación del espesor de las paredes de un ducto es la fórmula de Barlow,
Donde: t: espesor nominal de pared (mm) P: presión de diseño (kPa)
D: diámetro exterior (mm) S: resistencia mínima especificada (MPa) F: factor de diseño E: factor de unión longitudinal T: factor de temperatura
Espesor de la pared
El mínimo espesor de pared para cualquier tubo sometido a presión interna externa es una función de: 1. El esfuerzo permisible para el material del tubo 2. Presion de diseño 3. Especificacion del acero utilizado 4. Diametro de diseño del tubo 5. Tipo de junta de la tubería 6. Temperatura 7. Diametro de la corrosión y erosion 8. Clasificaion del area 9. Construccion existentes a lo largo de la ruta El espesor de pared de un tubo sometido a presión externa es una función de la longuitud del tubo, pues esta influye en la resistencia al colapso del tubo. El minimo espesor de pared de cualquier tubo debe incluir la tolerancia apropiada de fabricación.
Diámetro
El diámetro de la tubería es seleccionado basado en el caudal de diseño. Sin embargo las presiones interna y externa permisibles y otras consideraciones afectan al diseño final del espesor de pared y consecuentemente para la selección del diámetro. Como calcular el factor de fricción Numero de Reynolds, Re, determina el tipo de flujo en una tubería, el cual puede ser laminar, crítico o turbulento de acuerdo con los siguientes criterios:
Después de determinar el tipo de flujo, el factor de fricción F, se determina de las graficas o se calcula usando las formulas usadas para elaborar las curvas en las graficas. El factor fricción está en función de la rugosidad de la tubería y el Número de Reynolds El número de Reynolds puede ser calculado con las siguientes ecuaciones:
Otro método según Reynolds
El factor fricción está en función de la rugosidad de la tubería y el Número de Reynolds
Donde
De acuerdo a tablas la relación del diámetro de la tubería con respecto a la rugosidad relativa de la misma se tiene:
Determinación del factor de fricción, F.
Si el flujo es laminar, ocurre una mezcla mínima del líquido. El factor de fricción puede ser leído del diagrama de Moody. En presencia de flujo laminar existe una relación lineal entre el numero de Reynolds y el factor de fricción. El numero de Reynolds es utilizado para encontrar F para flujo laminar Si existe flujo turbulento, hay una mezcla del líquido que esta fluyendo en el oleoducto. El factor de fricción se determina también, utilizando el diagrama de Moody. Sin embargo la rugosidad relativa se debe conocer para utilizar la curva correcta En el flujo critico, existe una alternación entre el flujo turbulento y el flujo laminar. A causa de la inestabilidad de las condiciones de flujo, el factor de fricción no puede ser determinado de una manera confiable Factor de Fricción de Moody El diagrama resuelve todos los problemas de carga primaria en tuberías de cualquier diámetro, cualquier material y cualquier caudal. Es a dimensional y depende de la velocidad del fluido, el diámetro, la densidad, la viscosidad y de la rugosidad, de manera general el factor F depende del N de Reynolds y de la rugosidad relativa k/D
Diagrama de Moody
Protección anticorrosiva usada en oleoductos Se realiza para eliminar o disminuir la acción del medio ambiente sobre el material. • Revestimientos anticorrosivos Revestimientos plásticos aplicados en frio: compuestos por una base de pintura imprimidora, cinta plástica (polyken); envoltura de protección mecánica de la cinta. Revestimientos base asfaltos: se aplican en caliente, están compuestos por una base de pintura imprimidora (epoxi), esmalte de base asfáltica caliente, velo de vidrio hilado y velo de vidrio hilado saturado en asfalto • Protección catódica Se fuerza a la superficie metálica a recibir corriente del suelo, es decir, transformar la superficie a proteger en un gran cátodo. Se utilizan dos métodos: Ánodos galvánicos: (de sacrificio) utiliza un metal que tiene energía disponible para provocar una diferencia de voltaje con respecto a la estructura que se corroe y así descargar la corriente que fluye a través del suelo hacia la misma. el ánodo galvánico debe estar conectado eléctricamente a ducto a proteger y con el suelo.
Sistema de corrientes impresas: se utiliza cuando la energía disponible para la protección catódica supera a los ánodos galvánicos. el sistema consiste en conectar una fuente externa de corriente entre el ducto a proteger y un número determinado de ánodos dispersos. el terminal negativo se lo conecta al ducto a proteger. se utilizan ánodos dispersos de hierro de silicio y la fuente puede ser baterías de 12 v; rectificadores de corriente alterna en continua y termogeneradores. • Juntas de aislación Son accesorios que se utilizan para aislar eléctricamente distintas partes de la estructura metálica que compone la celda de corrosión. se utilizan en conexiones de metales diferentes, reemplazos de ducterias, para aislar ductos protegidas de otras que no están y sobre todo para ductos enterradas e instalaciones de superficie. • Inhibidores de corrosión Son accesorios que se utilizan para aislar eléctricamente distintas partes de la estructura metálica que compone la celda de corrosión. Se utilizan en conexiones de metales diferentes, reemplazos de ductos, para aislar ductos protegidos de otros que no están y sobre todo para ductos enterradas e instalaciones de superficie. Pueden actuar a través de la formación de películas que ellos mismos forman con los cationes metálicos, promover la estabilización de películas de óxidos pasivos o reaccionar con la sustancia agresiva del electrolito. • Aniónicos: son eficientes, pero se deben utilizar en concentraciones elevadas. El más eficiente es el anión cromato, que promueve la formación de películas de óxidos estables a través del óxido de cromo. También se utiliza el nitrito, boratos, benzoatos y molibdatos • Todos estos inhibidores desplazan el potencial de picado hacia zonas más positivas. • Catiónicos: son menos eficaces, pero más seguros. los más utilizados son los polifosfatos, que forman una película polarizante, lo que dificulta la reacción de reducción del oxígeno. • Mixtos: cromato-zinc; cromato-polifodfatos; etc.
•La elección depende del tipo de metales presentes, calidad del agua (ph; oxígeno disuelto, presencia de micro-organismos, etc.); velocidad de circulación del agua,; condiciones de limpieza; etc. Revestimientos y pinturas Un revestimiento (o recubrimiento) se define como una capa construida por un material diferente a la base o substrato sobre el cual es aplicada. Las funciones principales de los revestimientos industriales son: protección anticorrosiva y protección mecánica. Revestimientos orgánicos El uso de pinturas, lacas, barnices, resinas sintéticas termoestables y termoplásticas, materiales bituminosos y elastómeros han dado muy buen resultado como protección contra la corrosión. Estos materiales proveen barreras finas tenaces y duraderas para proteger el sustrato metálico de medios corrosivos. El uso de capas orgánicas protege más el metal de la corrosión que muchos otros métodos. Aunque debe escogerse muy bien, ya que hay procesos que incluyen tratamientos con alcoholes que en algún momento pueden disolver los materiales orgánicos. Revestimientos inorgánicos Estos a su vez se clasifican en:
Revestimientos metálicos
Los recubrimientos se aplican mediante capas finas que separen el ambiente corrosivo del metal, es decir, que puedan servir como ánodos sacrificables que puedan ser corroídos en lugar del metal subyacente. Los galvanizados y cromados son ejemplos de este caso. Un recubrimiento continuo de zinc y estaño aísla el acero respecto al electrolito. A veces se presentan fallas con estos metales, cuando el riesgo de corrosión es muy elevado se recomienda hacer un recubrimiento con Alclad. El Alclad es un producto forjado, compuesto, formado por un núcleo de una aleación de aluminio y que tiene en una o dos superficies un recubrimiento de aluminio o aleación de aluminio que es anódico al núcleo y por lo tanto protege electroquímicamente al núcleo contra la corrosión.
Revestimientos no metálicos
En algunos casos es necesario hacer recubrimientos con material inorgánico, los más usados son el vidrio, cerámicos, silicatos y fosfatizados estos recubrimientos proporcionan acabados tersos y duraderos. Aunque si se expone un pequeño lugar anódico se experimenta una corrosión rápida pero fácil de localizar. Especificación de las Soldaduras utilizadas en la construcción de oleoductos Se refiere a todo el proceso de pega de los tubos. La norma API-STD-1104 "Standard for Welding Pipelines and Related Facilities", última edición, para soldadura de tubería en campo regulará el proceso de soldadura en la instalación de las tuberías, excepto cuando expresamente se indique otro procedimiento en estas especificaciones. Calificación y especificación del procedimiento de soldadura: La INTERVENTORIA aprobará el procedimiento de soldadura por sí mismo o a través de una entidad competente. Todas las máquinas soldadoras, alineadoras y biseladoras deberán ser aprobadas por la INTERVENTORIA y deben ser mantenidas por el CONTRATISTA en buenas condiciones de trabajo; en caso contrario, se ordenará su reemplazo. Todos los materiales necesarios para la realización de la labor de soldadura serán Suministrados por el contratista, se describir el sistema y método que se utiliza para la soldadura de la tubería, así como la lista del equipo mínimo que requerirá en cada frente. El tipo de electrodo a utilizar en las uniones de la línea se establecerá de acuerdo con el resultado obtenido en la calificación del procedimiento. Antes de iniciar los trabajos de soldadura, se debe realizar los ensayos de pruebas destructivas y no destructivas a las probetas soldadas, con las cuales se califica el procedimiento de acuerdo con lo descrito en el API 1104 y 1105 última edición Si por cualquier circunstancia se hace necesario cambiar la marca de la soldadura, la nueva deberá ser aprobada por la INTERVENTORIA, previas pruebas de la misma y calificación de un nuevo procedimiento, a costo del CONTRATISTA.
Tipos de Soldaduras Sin costura (Sin soldadura). La tubería se forma a partir de un lingote cilíndrico el cual es calentado en un horno antes de la extrusión. En la extrusión se hace pasar por un dado cilíndrico y posteriormente se hace el agujero mediante un penetrador. La tubería sin costura es la mejor para la contención de la presión gracias a su homogeneidad en todas sus direcciones. Además es la forma más común de fabricación y por tanto la más comercial Con costura longitudinal Se parte de una lámina de chapa la cual se dobla dándole la forma a la tubería. La soladura que une los extremos de la chapa doblada cierra el cilindro. Por tanto es una soldadura recta que sigue toda una generatriz. Variando la separación entre los rodillos se obtienen diferentes curvas y con ello diferentes diámetros de tubería. Esta soldadura será la parte más débil de la tubería y marcará la tensión máxima admisible. Con soldadura helicoidal (O en espiral). La metodología es la misma que el punto anterior con la salvedad de que la soldadura no es recta sino que recorre la tubería siguiendo la tubería como si fuese roscada. De acuerdo a ASME B31.4, ASME B31.8 y ASME B31-11 las soldaduras pueden ser realizadas con cualquier proceso, dentro de los que se encuentran: SMAW: Soldadura por arco con electrodo revestido, SAW: soldadura por arco sumergido, GTAW: soldadura por arco con electrodo de tungsteno y protección gaseosa(TIG) GMAW: Soldadura por arco alambre y protección gaseosa (MIG), FCAW: soldadura por arco alambre tubular, OFW: soldadura oxiacetilénica, PAW: Soldadura por arco con plasma
Combinación de Procesos y Técnicas Especificaciones técnica consideradas en la ampliación de oleoductos Cuando sean formuladas solicitudes de ampliación respaldadas por estimaciones razonables de producción, y si tales estimaciones se aproximan suficientemente, a juicio exclusivo del Transportador, a un escenario de factibilidad técnica, jurídica y económica de ampliación del Oleoducto que no afecte negativamente la Capacidad Efectiva ni las condiciones operativas y económicas del Oleoducto, el Transportador evaluará las posibilidades de estructurar a partir de tales elementos un proyecto de ampliación de su Capacidad Efectiva. La solicitud de ampliación debe ser presentada por escrito e informar como mínimo, la identificación de quienes presentan la solicitud de ampliación, las razones y los beneficios que se buscan con la ampliación, y un informe técnico donde se presenta la justificación de la ampliación describiendo: 1. Análisis de ingeniería según condiciones operativas del Oleoducto incluyendo el impacto a la capacidad del sistema 2. El tiempo proyectado para realizar la ampliación 3. Presupuesto proyectado para el proyecto 4. Análisis de riesgo para el proyecto 5. Análisis de impactos al sistema durante el tiempo que dure el proyecto 6. Estrategias de eliminación o mitigación de los impactos al sistema durante la ejecución del proyecto 7. Forma de tramitación de licencias y permisos exigidos por las autoridades
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